Nada dura eternamente. Para muchos denosotros, "para siempre" significa la duracin denuestra vida, lo cual puede variar en gran medidade un individuo a otro. La "permanencia" de losobjetos inanimados tambin vara en tiempo y enimportancia. Por ejemplo, los satlites de comu-nicaciones comerciales son costosos, difciles deinstalar y, por lo general, resultan inaccesiblespara reparar, por lo cual es importante que fun-cionen correctamente durante un tiempo prolon-gado. Si bien las vlvulas de reemplazo y losmarcapasos que se colocan en los corazoneshumanos se pueden substituir o reparar, esto sig-nifica un riesgo considerable para el paciente.Los equipos enviados a las estaciones remotasde investigacin instaladas en la Antrtidadeberan soportar las condiciones extremas a lasque estarn sometidos. Los edificios, los puentesy los monumentos tambin son construidos paraperdurar, si bien su vida til es finita. Las com-pletaciones inteligentes, que combinan el moni-toreo y el control de la produccin, son cada vezms habituales, y requieren el uso de sensoresde fondo y vlvulas de control de flujo suma-mente confiables.1

Los equipos instalados en el fondo de lospozos petroleros tambin deben soportar laprueba del tiempo. La vida productiva de un pozode petrleo o de gas puede ser de unos 10 aoso ms, de manera que los equipos de monitoreopermanente deben durar por lo menos ese lapsopara satisfacer las expectativas de los ope-radores. Debido a que resulta poco prcticorealizar pruebas de equipos de tan larga dura-cin, los responsables de desarrollar los sis-temas de monitoreo permanente se basanfundamentalmente en la ingeniera de alta con-fiabilidad y en las pruebas de fallas. Como resul-tado se ha logrado un historial impresionante deconfiabilidad en las instalaciones de monitoreopermanente en el mundo entero.

En este artculo, se examinan los desafosque se presentan en el monitoreo permanente.Adems, se considera de qu manera los inge-nieros desarrollan sensores de instalacin per-manente resistentes, capaces de suministrar unflujo constante de datos a lo largo de la vida tildel pozo. Por ltimo, se presentan ejemplos quedemuestran cmo el uso de sensores de insta-lacin permanente genera valor agregado, ya que

FloWatcher, NODAL, PQG (Sonda de Cuarzo de InstalacinPermanente), PressureWatch, PumpWatcher, Sapphire yWellWatcher son marcas de Schlumberger.1. Para obtener ms informacin sobre los aspectos

relacionados con el control de flujo en las completacionesinteligentes, vase: Algeroy J, Morris AJ, Stracke M,Auzerais F, Bryant I, Raghuraman B, Rathnasingham R,Davies J, Gai H, Johannessen O, Malde O, Toekje J yNewberry P: Controlling Reservoirs from Afar, OilfieldReview 11, no. 3 (Otoo de 1999): 18-29.

20 Oilfield Review

Monitoreo en el fondo del pozo: su evolucin

Joseph EckHouston, Texas, EE.UU.

Ufuoma EwheridoJafar MohammedRotimi OgunlowoMobil Producing Nigeria UnlimitedLagos, Nigeria

John FordAmerada Hess CorporationHouston, Texas

Leigh FryShell Offshore, Inc.New Orleans, Luisiana, EE.UU.

Stphane HironLeo OsugoSam SimonianClamart, Francia

Tony OyewoleLagos, Nigeria

Tony VenerusoRosharon, Texas

Se agradece a Franois Auzerais, Michel Brard, Jean-Pierre Delhomme, Josiane Magnoux, Jean-Claude Ostiz yLorne Simmons, Clamart, Francia; Larry Bernard y DavidLee, Sugar Land, Texas, EE.UU.; Richard Dolan y BradFowler, Amerada Hess Corporation, Houston, Texas; DavidRossi y Gerald Smith, Houston, Texas; John Gaskell,Aberdeen, Escocia; y Younes Jalali y Mike Johnson,Rosharon, Texas por su valiosa colaboracin en lapreparacin de este artculo.Agradecemos a Philip Hall, Chief Executive of The SirHenry Royce Memorial Foundation, por la informacin suministrada acerca de la mquina de pruebas de SirHenry Royce.

El monitoreo de los yacimientos requiere el uso de sistemas confiables para la

adquisicin de datos en el fondo del pozo. Los productos basados en ingeniera de

alta confiabilidad y pruebas de fallas resultan esenciales para la construccin de

sistemas de monitoreo permanente durables y son responsables de un impresionante

historial de sensores de instalacin permanente en el mundo entero. Estos sensores

suministran los datos necesarios, tanto para resolver problemas inmediatos como

para la planificacin de desarrollos a largo plazo.

Primavera de 2000 21

permite optimizar la produccin y advertir a losoperadores acerca de problemas potenciales,para que puedan tomar acciones preventivas ocorrectivas.

El monitoreo permanente y sus desafosDesde el punto de vista de la confiabilidad, lossensores instalados en forma permanente en elfondo de los pozos de petrleo y de gas son simi-lares a los satlites de comunicaciones comer-ciales. Existen tambin otras industrias, comopor ejemplo la industria automotriz, que seenfrentan a los mismos desafos de confiabilidad.Cada sistema debe funcionar durante un tiempoconsiderable bajo condiciones ambientales muyadversas. Una vez instalados, habitualmente losdispositivos no se reparan, ni se reemplazan o serecuperan. Es probable que algunas de suspartes no regresen nunca a la superficie para sersometidas a un anlisis de laboratorio y tratar deaveriguar el origen de la falla; por otra parte,resulta difcil determinar qu fall sin poderextraer y examinar el dispositivo que tuvo pro-blemas en su funcionamiento.

Frente a estos desafos, por lo general, se in-cluyen componentes redundantes con la esperan-za de que si una parte falla, su duplicado puedafuncionar. Si se utilizan en forma adecuada, losdiseos redundantes pueden incrementar el gradode confiabilidad en forma considerable. Noobstante, tanto en los sensores de fondo como enlos satlites, los componentes de repuesto ocupanun valioso espacio que, de por s, resulta limitadoy consumen demasiada energa. La especificacinde los componentes de repuesto debe tender aevitar los tipos de falla habituales. Por ejemplo, sise sabe que un determinado componente es pro-clive a fallar en un determinado ambiente, surepuesto debera estar construido con otro mate-rial, de manera que el nuevo no falle bajo las mis-mas condiciones. En los anales de la aviacin seincluyen numerosos episodios de desastres provo-cados por fallas comunes. En 1927, CharlesLindbergh se embarc en un vuelo transatlnticoen el monomotor Spirit of Saint Louis slo

despus de realizar exhaustivos estudios que loconvencieron de que su vida no correra peligro apesar de la falta de sistemas de apoyo.2

Adems de fabricar equipos de fondo deinstalacin permanente de larga duracin, losingenieros y los diseadores trabajan en formaconjunta para hacer frente a las complejidadesde la instalacin de los equipos y de las condi-ciones en la locacin del pozo. Para garantizar laconfiabilidad resulta esencial contar con inge-nieros de campo competentes y equiposresistentes. Por ejemplo, es muy difcil mantenerun alto nivel de destreza manual por espacio devarias horas bajo una tormenta helada o unviento intenso. En la instalacin de un sistema demonitoreo, es importante que los operarios decampo cuenten con las herramientas adecuadas,que garanticen la consistencia de la operacin,en especial cuando se encuentran en sitios remo-tos. Si se logra simplificar al mximo el procesode instalacin, tambin se aumenta la probabili-dad del xito de la operacin. Las fallas tem-pranas en los sistemas de monitoreo permanentedisminuyen cuando un grupo de trabajo bienentrenado realiza la instalacin con herramientasque conoce a la perfeccin.

Los operadores han utilizado las sondas depresin de instalacin permanente en el fondo delpozo desde la dcada del 60.3 La amplia experien-cia adquirida en la materia se traduce en la ltimageneracin de sensores, de los que ya se disponede datos de confiabilidad resultantes de estudiosestadsticos. Hoy en da existen miles de sen-sores instalados en todo el mundo, ms de 800 delos cuales fueron instalados por Schlumbergerdesde 1973 (arriba y prxima pgina, arriba).

22 Oilfield Review

Cabezal del cable con sello metal contra metal

Protector soldado y sellado hermticamente

Controlador del cable y regulador de tolerancia de fallas

Presin y temperatura digitales y auto prueba11

010

Resonadores de cristal de cuarzo para medir la temperatura y la presin

Fuelle de proteccin

P/T

Conexin a la presin

Conexin con collarn radial

Conexin con autoclave axial

o

Cable encapsulado de 1/4 pulgada

> Sonda de presin instalada en el fondo delpozo en forma permanente. Esta sonda decuarzo de instalacin permanente (PQG, por sus siglas en Ingls) mide presin y temperatura utilizando resonadores de cristal de cuarzo.

1973 Primera instalacin de una sonda permanente en el fondo de un pozo en Africa Occidental, basada en equipos operados con cable de perfilaje

Infa

libili

dad

1975 Primer transmisor de presin y temperatura por medio de un nico cable de perfilaje

1978 Primeras instalaciones submarinas en el Mar del Norte y en Africa Occidental

1983 Primera instalacin submarina con transmisin acstica de datos a la superficie

1986 Cable instalado en el fondo del pozo en forma permanente encapsulado en un tubo de metal completamente soldado

Primavera de 2000 23

A comienzos de la dcada del 90 se desarrolluna nueva generacin de sensores ms confia-bles, con lo cual se produjo un aumentosignificativo en el nmero de instalaciones rea-lizadas.

Infalibilidad, condicin Sine Qua NonBsicamente, una sonda de instalacinpermanente en el fondo del pozo consta desensores para medir la presin y la temperatura,componentes electrnicos y un protector (pginaprevia, abajo).4 La sonda se mantiene en la

posicin correcta mediante un mandril ubicadoen la tubera de produccin. Por otra parte, uncable corre dentro de un tubo metlico protector,y se encuentra sujeto a la tubera. Este cableconecta la sonda con el cabezal del pozo y luegocon los equipos de superficie, como por ejemplouna computadora o un sistema de control. Si setiene en cuenta que la adquisicin y latransmisin de datos de buena calidad dependendel correcto funcionamiento de cada una de suspartes, estos sistemas son slo tan confiablescomo lo sea el ms dbil de sus componentes.

Un sistema completo de monitoreo y comuni-cacin, como el sistema WellWatcher, manejadiversos sensores, que incluyen un sensorFloWatcher para medir la tasa de flujo y la densi-dad del fluido, un sensor PumpWatcher que mo-nitorea una bomba electrosumergible y unasonda PressureWatch que mide la presin y latemperatura (abajo). Los sensores instalados enla superficie miden la tasa de flujo multifsico yla presin, y detectan la produccin de arena.Adems de los controles de superficie por mediode vlvulas y orificios de control, se utiliza una

Controles y sensores de superficie Tasa de flujo multifsico Vlvula y orificio de control Mediciones de presin Deteccin de arena

Sensores de fondo permanentes FloWatcher monitorea tasa de flujo y densidad PumpWatcher monitorea bomba electrosumergible PressureWatch mide presin y temperatura

Servidor central y base de datos

Software de recuperacin de datos y de comunicaciones

Aplicaciones integradas

> Sistema completo de monitoreo permanente para medir la presin, la temperatura, la tasa de flujo y la densidad del fluido en el fondo del pozo. Los sensores de superficie miden la tasa de flujo y la presin. Un sistema de recuperacin de datos y comunicaciones facilita la transferencia de los datos a las oficinas del usuario.

1986 Introduccin de unsensor de cristal de

cuarzo para medir lapresin instalado en

un pozo submarinoen forma permanente

1990 Conductor de cobre en uncable instalado en el fondo

del pozo en forma permanente

1993 Nueva generacin desensores permanentes de

cristal de cuarzo y zafiro

1994 Funcionamiento del sensorPQG avalado por un programa

de acreditacin de BP. Se inicianlas pruebas de laboratorio a

largo plazo

1994 Instalacin del sistemaFloWatcher para medicin

de la tasa de flujo y de la densidad del fluido

computadora donde se vuelcan todos los datosalmacenados en el pozo o transmitidos a las ofi-cinas centrales (abajo).5

Los sistemas de fondo de instalacin perma-nente deben ser seguros a lo largo de toda su vi-da til; deben ser confiables y estables. Eltrmino "infalibilidad" puede tener distintos sig-nificados segn el contexto en que se encuentre,pero en este artculo se utiliza para referirse auna combinacin de confiabilidad y estabilidad.Dentro de este contexto, la "confiabilidad" serefiere a la instalacin correcta de los sensores yal consiguiente suministro de datos provenientesde los mismos. Se puede definir como la proba-bilidad de que el sensor funcionar segn loespecificado y sin fallas durante un tiempo pre-establecido, bajo las condiciones ambientalesrequeridas.

La "estabilidad" se refiere a las medicionesreales. Las mediciones obtenidas con sensoresinestables o con deriva excesiva pueden causarms problemas al operador de un campo petrole-ro que la falla completa del dispositivo. Es impor-

tante saber si la variacin gradual de una medi-cin en el transcurso del tiempo indica un cambioreal en el yacimiento o simplemente refleja unefecto de la deriva en la sonda de medicin.

Para garantizar que se cuenta con un produc-to seguro, resulta esencial mantener un estrictocontrol de calidad a lo largo de la totalidad delproceso de ingeniera. La calidad es el grado enel cual el producto se ajusta a las especifica-ciones. Para poder alcanzar realmente un gradode confiabilidad y estabilidad de primer nivel sedeben cumplir ciertas pautas: desarrollo sistem-tico del producto y pruebas de calificacin, usode componentes de ptima calidad y de mtodosde diseo de eficacia comprobada, auditorasestrictas y control de los componentes genricos,anlisis de fallas y consultas con colegas dembitos industriales y acadmicos. No se puedeprobar la confiabilidad y la estabilidad de un pro-ducto una vez que ste ha sido construido, por locual se deben tener en cuenta a lo largo de latotalidad del proceso, desde el momento del di-seo y la produccin hasta su instalacin.

El camino hacia la confiabilidadEn el transcurso de los ltimos 10 aos,Schlumberger ha logrado perfeccionar la infali-bilidad de sus sistemas de monitoreo de insta-lacin permanente introduciendo mejoras en losprocesos de ingeniera y de pruebas, en el diseode los sistemas, en el anlisis de riesgos y en elentrenamiento del personal y los procedimientosde instalacin (prxima pgina, arriba).6 Al igualque ocurre con otras herramientas y sistemasdesarrollados por Schlumberger, el desarrollo delos sensores de instalacin permanente sigueuna secuencia lgica de etapas de ingeniera, yla preocupacin con respecto a la infalibilidadreviste fundamental importancia en cada una deestas etapas.

La etapa de ingeniera comienza con el desa-rrollo del perfil del proyecto, o bien con unadescripcin verbal de un concepto tcnico quesirve como marco de referencia. El perfil delproyecto define la funcin de cada componente ylas condiciones ambientales que debernenfrentar a lo largo de la vida esperada. Todos

24 Oilfield Review

Unidad de adquisicin de datos WellWatcher

Sensores

Servidor de recuperacin automtica de datos

Cliente de recuperacin automtica de datos

Central de almacenamiento

Configuracin de la central de almacenamiento

Archivado de la base de datos

Archivos ASCII

Buscador de datos

Biblioteca de datos

Oficina de ingeniera

HELIKOPTER SERV

Locacin del pozo Oficinas

> Flujo de datos. Las mediciones se transmiten desde el dispositivo instalado en el fondo del pozo hasta la superficie mediante el cable. La unidad deadquisicin de datos en la superficie puede enviar datos por medio del satlite a las oficinas de ingeniera, donde se almacenan los datos en una biblioteca para facilitar el acceso a los mismos.

Prueba de estabilidad de un sensor de insta-lacin permanente. Este grfico de presincon respecto al tiempo representa la pruebade un sistema de sensor de cuarzo de instalacin permanente PQG en un ambientede temperaturas y presiones elevadas en eltranscurso de ms de dos aos. Las condiciones iniciales de la prueba eran 140C[284F] y 7000 lpc [48,2Mpa]. Posteriormentese aceleraron las pruebas, con un incrementode la temperatura a un nivel mximo de 150 C[302F], y luego a 160 [320F] y 170C [338F],para provocar una falla en el sensor. Cada vezque se increment la temperatura, se produjoun breve perodo de deriva en la medicinantes de que el sensor recuperara la estabilidad. La deriva del sensor fue demenos de 3 lpc/ao [20 kPa/a]. Durante laprueba, el sensor funcion de acuerdo con loesperado, pero fue necesario reparar dosveces la celda de prueba.

Primavera de 2000 25

los componentes del sistema son sometidos adistintos controles y calificados para soportar lascondiciones previstas. Se realizan pruebas dedestruccin acelerada que los ponen bajo condi-ciones mucho ms extremas que las esperadas alo largo de su vida, como impactos y vibracionesmecnicas ms fuertes y temperaturas y pre-siones ms elevadas que las que se encuentranen el fondo del pozo. Este tipo de pruebas per-mite determinar las causas de las fallas y losmodos de las mismas. Mediante pruebas del sis-tema a largo plazo, los ingenieros pueden conva-

lidar los modelos de confiabilidad y cuantificar laestabilidad de las mediciones (abajo).

Una desventaja que presentan las pruebas dedestruccin acelerada es que las fallas puedenocurrir simplemente debido a una sobrecarga detensiones de la prueba en cuestin, y podra noresultar un buen mecanismo de prediccin delcomportamiento real. Si bien resulta imposibleprobar todo, es importante probar la mayorcantidad de elementos posible para aumentar laconfianza en que el producto funcionar segn lorequerido en las operaciones comerciales.

Ingeniera del producto

Perfil y requerimientos del proyectoDiseo de un prototipo del productoAnlisis de riesgo y planes de pruebasPruebas de calificacin de los componentesPruebas de calificacin de confiabilidadControles tcnicos y auditorasConstante perfeccionamiento del producto

Entrenamiento y desarrollo del personal

Entrenamiento con los ingenieros de desarrollo y de campoEntrenamiento sobre la instalacin de completaciones de pozosEvaluacin del comportamiento y plan de crecimientoPerfeccionamiento de las tcnicas

Ingeniera del proyecto

Requerimientos de ingeniera de yacimiento y de produccinDiseo de las completaciones de pozo y planificacin de la instalacinConstruccin, instalacin y operacin del pozoPerfeccionamiento del proyecto

Confiabilidad y manejo de la calidad de los datos

Ingreso del historial del campo en la base de datosAnlisis de resultados y respuestas para introducir mejorasRevisin con los operadores e ingenieros de desarrollo y de campo

>Desarrollo de un sistema de monitoreo permanente. Desde el perfil inicial del proyecto hasta el anlisis de las fallas, la colaboracin entre los ingenieros, el personal de campo y los operadores permite mejorar los sistemas de monitoreo permanente en forma continua.

5. Artculo relacionado con la entrega de datos en esta edi-cin: Brown T, Burke T, Kletzky A, Haarstad I, Hensley J,Murchie S, Purdy C y Ramasamy A: Entrega de datos a tiempo, Oilfield Review 11, no. 4(Primavera de 2000): 34-55.

6. Veneruso AF, Sharma S, Vachon G, Hiron S, Bussear T y Jennings S: Reliability in ICS* Intelligent CompletionsSystems: A Systematic Approach from Design toDeployment, artculo de la OTC 8841, presentado en laOffshore Technology Conference de 1998, Houston,Texas, EE.UU., Mayo 4-7, 1998.

010.000

10.005

10.010

10.015

10.020

10.025

10.030

100 200 300 400 500 600 700 800 900

Lecturas de presin de la sonda PQG

1 ao 2 aos

Repa

raci

n de

la ce

lda

de p

rueb

a

Repa

raci

n de

la ce

lda

de p

rueb

a

Deriva de -3 lpc/ao

Deriva de 0 lpc/ao

Duracin de la prueba, das

Pres

in,

lpc

150C 160C 170C

Prueba de estabilidad de la sonda PQG a 10.000 lpc

>

Las experiencias de los ingenieros de campoconstituyen un complemento de fundamentalimportancia en conjunto con las pruebas de la-boratorio.

Asimismo, se realizan pruebas de susceptibi-lidad a los impactos y vibraciones mecnicas,como los que se pueden producir durante eltransporte y la instalacin.7 El concepto bsico deestas pruebas es similar a las desarrolladas porSir Henry Royce, el ingeniero responsable delxito del automvil Rolls-Royce. Su mtodo con-sista en hacer chocar el automvil repetidasveces sobre aparatos que simulaban los golpesen la calle. De esa manera Royce determinabaqu partes del chasis no eran lo suficientementefuertes y desarrollaba otras mejores (derecha).8

Los cambios incluan, por ejemplo, el reemplazode remaches por bulones y el uso de pocosbulones de gran tamao en lugar de muchospequeos.

Durante la etapa de diseo del sistema, losingenieros garantizan que se establezca una inte-raccin adecuada entre los componentes de lacompletacin. A travs de la comunicacin conlos ingenieros a cargo de la completacin y losproveedores externos se ha logrado un mejora-miento continuo de las conexiones operadas porcable en el fondo y de la proteccin del sistema.

Tanto los expertos como los usuarios aportanideas durante la etapa de desarrollo mientras losingenieros realizan simulaciones y construyenmaquetas. Con frecuencia se realizan revisionesdel diseo, en las que se incluye al personal quetrabaja en el campo. Las reglas del diseo estnpreparadas para atender la necesidad de reducirlas presiones sobre los componentes, minimizarlas conexiones externas y otros motivos de preo-cupacin.

Una vez que se ha construido el sistema y seencuentra listo para su instalacin, un equipoespecialmente entrenado revisa todos losdetalles de los procedimientos de la instalacin ylos planes del proyecto con el personal involu-crado en las operaciones y los contratistas exter-nos. El desempeo del personal a cargo de lainstalacin de campo reviste un papel fundamen-tal en la confiabilidad del sistema, por lo cual seorganizan programas formales de capacitacin,tanto para los ingenieros de diseo del sistemacomo para los tcnicos que se ocupan de las

instalaciones de campo. Los ingenieros de diseotratan de simplificar al mximo los requerimien-tos de la instalacin, ya que existen diversos fac-tores, tales como bajas temperaturas, rfagas deviento y tiempos prolongados que pueden sig-nificar desafos adicionales para el personal. Undiseo que permite una instalacin rpida y fcilhace ms llevadera la carga para el personal decampo, adems de minimizar los riesgos y eltiempo de trabajo.

26 Oilfield Review

>Herramientas de tortura. A comienzos del siglo pasado, Sir Henry Royce someta el chasis de unautomvil a impactos mecnicos repetidos (arriba), para poder observar cules de sus partes evidenciaban una tendencia a fallar y poder construir partes mejores para Rolls-Royce. Hoy en da,Schlumberger ha desarrollado mquinas de prueba altamente especializadas y tcnicas de ensayosacelerados para verificar la resistencia de los equipos de fondo frente a los impactos mecnicos (abajo).

7. Veneruso A, Hiron S, Bhavsar R y Bernard L: ReliabilityQualification Testing for Permanently Installed WellboreEquipment, sinopsis presentadas para la ConferenciaAnual de la SPE a realizarse en Dallas, Texas, EE.UU.,Octubre 1-4, 2000.

8. Se agradece a Phillip Hall por la informacin acerca de lamquina de pruebas de Rolls-Royce. El seor Hall seretir de Schlumberger despus de 22 aos de servicio,transcurridos en el campo petrolero y en el rea de electrnica. Actualmente ocupa el cargo de Presidentede la Fundacin en memoria de Sir Henry Royce, consede en: The Hunt House, Paulerspury,Northamptonshire, NN12 7NA, Inglaterra.

Primavera de 2000 27

Aprender de la experienciaCuando se produce una falla en un sensor defondo de instalacin permanente, los ingenierosanalizan las circunstancias y muchas vecestratan de reproducir los modos de la falla en elcentro de ingeniera o en otra instalacin deprueba. Los mecanismos de las fallas no sonaccidentales; en la mayora de los casos existencausas subyacentes que se deben descubrir,como problemas en el diseo, fallas en los mate-riales o instalaciones incorrectas. Schlumbergerha establecido una base de datos en lnea pararecolectar datos relativos a las instalaciones delsistema, incluyendo los detalles acerca de lascondiciones ambientales, para poder identificarposibles patrones recurrentes en las fallas(derecha). Esta base de datos permite realizar unanlisis estadstico de los datos por regin, ope-rador, condiciones ambientales y otros parme-tros operacionales. A travs de un minuciosoanlisis de la base de datos mundial se podraprender a partir de las diversas experiencias decampo y concentrar los esfuerzos en las posiblesreas de mejora.

Desde el 1 de agosto de 1987 hasta el pre-sente, se ha controlado el funcionamiento de 712instalaciones de sensores permanentes. El sis-tema ms antiguo tiene ms de 16 aos y fueinstalado unos aos antes de la creacin de labase de datos. En un anlisis de 572 instala-ciones de tecnologa digital de ltima ge-neracin, realizado desde su introduccin enmarzo de 1994, se indica que ms del 90% deestos sistemas PressureWatch de cuarzo y zafirotodava se encontraban en funcionamientodespus de 2 aos y medio (abajo). Este anlisis,

> Base de datos del sensor de fondo de instalacin permanente. Un control cuidadoso de cadasistema permite el anlisis del comportamiento del sensor. Por medio de una comparacin delas condiciones ambientales, el equipo de trabajo puede prepararse para instalar los sensoresen nuevos sitios, aprendiendo de las experiencias vividas en reas similares.

00,0 0,5 2,01,51,0 2,5 3,0 4,0 4,53,5 5,0

10

20

30

40

50

60

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90

100

Vida operativa, aos

Prob

abili

dad

de vi

da

til, %

,Vida operativa de los sensores de instalacinpermanente. Desde que comenz a llevar un registro en el ao 1987, Schlumberger lleva instalados ms de 700 sensores de instalacin permanente en todo el mundo. El anlisis de 572instalaciones de ltima generacin con tecnologadigital efectuadas desde marzo de 1994, que semuestra con una lnea violeta, indica que ms del88% de estos sistemas PressureWatch de cuarzo yzafiro todava se encontraban en operacindespus de 4 aos. La lnea de tendencia de colorlila comienza en 97% y disminuye un 3% por ao,una tasa de falla ms elevada que la de los datosreales. La fotografa muestra las instalaciones deproduccin del campo Baldpate, operado por laempresa Amerada Hess.

>

basado en mtodos introducidos por Mltoft,permite revelar los factores clave que ejerceninfluencia sobre la confiabilidad de los sistemasde monitoreo permanente (arriba a la derecha).9

El mtodo Mltoft considera el tiempo real deoperacin de un sistema en lugar de su tiempocalendario, lo cual constituye una ventaja impor-tante cuando se estudian instalaciones de campodurante un perodo de tiempo prolongado. Estemtodo ayuda a identificar las reas querequieren mejoras dentro del diseo y la insta-lacin del sistema.

Las compaas operadoras han estudiado enforma independiente la confiabilidad de los sen-sores de instalacin permanente.10 Los distintosfabricantes y operadores miden el compor-tamiento de acuerdo con sus propios estndares.Schlumberger prefiri concentrarse en el estudiodel sistema en su totalidad en lugar de hacerlosobre un nico componente, ya que es funda-mental que todo el sistema opere en forma co-rrecta y suministre los datos utilizables.

Del fondo del pozo al escritorio: uso de losdatosUna vez que los equipos han sobrevivido a laodisea de las pruebas y la instalacin, los ver-daderos desafos comienzan cuando el sistemade monitoreo permanente se coloca en un pozo.Un sistema que toma una medicin por cadasegundo del da produce ms de 31 millones dedatos por ao. Tanto los operadores como lascompaas de servicios deben hacer frente alvolumen de datos provenientes de los sistemasde monitoreo permanente, lo cual constituye untema de frecuente preocupacin.11 Ciertos ope-radores han optado por tomar muestras de datosen momentos especficos, o bien cuando se pro-duce una modificacin en las mediciones quesupera un lmite predeterminado. Otros, en cam-bio, toman muestras de los datos a intervalos detiempo mayores, como por ejemplo cada 30segundos, con el fin de reducir el volumen de losdatos.

Una vez que llegan al usuario, los datos seaplican en dos problemas de produccin ge-nerales: el drenaje de los yacimientos y la pro-ductividad del pozo (prxima pgina). Losaspectos relativos al drenaje del yacimiento com-prenden: monitoreo de la presin, mantenimientode la presin, modelos de balance de materialesy de simulacin dinmica de los yacimientos. Lostemas relativos a la productividad de los pozos,como el dao y la permeabilidad, afectan a laingeniera de produccin.

Cuando se cierra un pozo para realizar tareasde mantenimiento, una sonda de presin sumi-nistra el equivalente a una prueba de recu-peracin de presin en menor escala. Lossubsiguientes cierres del pozo les permiten a losingenieros analizar la semejanza entre estaspruebas y aumentar la confianza en la seleccinde un modelo del yacimiento. Si todos los pozosde un campo se cierran, los sensores de fondopueden medir la presin promedio del yaci-miento. La presin promedio del yacimientomedida de esta forma constituye un componenteclave de la tasa de declinacin y las estima-ciones de las reservas, adems de un parmetromuy til para las simulaciones del yacimiento.12

En los proyectos de inyeccin de fluidos, lossensores de presin de instalacin permanenteen el fondo del pozo pueden utilizarse paramantener mejor la presin, desplazar el petrleo,detener la subsidencia y desechar los fluidos.

28 Oilfield Review

Tiempo en operacin

Falla

s acu

mul

adas

, %

Fallas (relacionadas con fabricacin e instalacin)

Sobrecarga aleatoria (relacionada con el diseo)

Desgaste predecible (relacionado con el diseo y el medio ambiente)

.Caracterizacin del comportamiento en eltiempo. Hasta los sensores de instalacin permanente ms confiables pueden fallar y la causa de la falla es, con frecuencia, materiade especulacin. Muchas de las fallas tempranas se originan en problemas relacionados con la produccin o la instalacin.En las etapas intermedias, las fallas ocurren enuna proporcin baja y relativamente constante,aparentemente debido a sobrecargas espordicas. Despus de varios aos de servicio,las fallas pueden ocurrir por el envejecimiento delos componentes.

A travs del monitoreo continuo de la presin, losoperadores pueden controlar el comportamientodel yacimiento mediante la inyeccin de fluidospara mantener las presiones del yacimiento porencima del punto de burbujeo y garantizar as laproduccin de petrleo, en lugar de gas. Los sen-sores de instalacin permanente tambin ayudana determinar la tasa ptima de produccin cuan-do existe la posibilidad de produccin de arena oconificacin de agua a altas tasas de flujo.

Los sensores de presin de fondo les per-miten a los ingenieros distribuir la produccin depozos especficos. Si se conoce la presin defondo, la presin en el cabezal del pozo y las pro-piedades generales de los fluidos producidos sepuede realizar el clculo de la tasa de flujo de unpozo y calibrar la misma con los datos del pozo.Los campos satelitales en reas marinas conec-tados a plataformas y campos de propiedad com-partida resultan adecuados para esta aplicacinde los sensores de presin de fondo.

En los casos de levantamiento artificial porgas, los sensores de presin de fondo ayudan adeterminar el comportamiento del sistema. Porejemplo, un yacimiento de petrleo prolfico, noconsolidado y de alta permeabilidad podra teneralta produccin, pero la presin de fondo delpozo podra resultar inadecuada para producir elfluido hasta la superficie. Si se instala en el pozouna bomba electrosumergible o un sistema delevantamiento artificial por gas, el operadorpuede agregar un sensor de fondo para evaluar elcomportamiento del sistema de levantamiento.

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Primavera de 2000 29

Los sensores en accinLas aplicaciones de monitoreo permanente quese describen a continuacin provienen deregiones totalmente separadas entre s, que pre-sentan diferentes desafos operativos y priori-dades por parte de los operadores. En cada caso,el operador podra determinar el valor de los sis-temas de monitoreo permanente en una diversi-dad de formas; por ejemplo, la cantidad debarriles adicionales de crudo recuperados gra-cias a un drenaje ms eficiente del yacimiento opor una mejor productividad de algunos pozos, obien en trminos de la reduccin de costosdebida a la disminucin del nmero de interven-ciones. En un descubrimiento profundo del MedioOriente, se hall crudo sulfuroso a alta presin yalta temperatura (HPHT, por sus siglas en Ingls).Su evaluacin planteaba numerosas dificultadesoperativas y de interpretacin. A diferencia delos campos de petrleo someros y prolficos quese encontraban en las inmediaciones, el pozodescubierto produca en forma anmala crudo dealta densidad API de un yacimiento fracturado decarbonatos con microporosidad limitada. La exis-tencia de una espesa capa de sal por encima delyacimiento complicaba la interpretacin y lasoperaciones. No obstante, la acumulacin pre-sentaba oportunidades fascinantes para evaluarlas zonas de fracturas encontradas por debajo delos puntos de derrames de la estructura y la auto-generacin de hidrocarburos en una roca rica enkergeno.

Los datos correspondientes al pozo descubri-dor resultaban inadecuados para calibrar las si-mulaciones del yacimiento o para planificar sudesarrollo. Se perfor un pozo profundo de eva-luacin, con densidades de lodo que superaban

los 2,4 g/cm3 [20 libras por galn], del que seextrajeron datos de ncleos, registros de lodo yregistros elctricos. A partir de una prueba depozo de larga duracin se obtuvieron suficientesdatos para que los ingenieros pudieran decidirlos procedimientos a seguir.

Las presiones de la formacin eran suma-mente elevadas y el uso de lodos de alta densi-dad en los hoyos significaba que no se podranrealizar mediciones de presin con probadoresoperados por cable de perfilaje. En lugar de ello,el operador seleccion un sistema FloWatcherpara medir la presin, la temperatura y la tasa deflujo en forma continua. En esta instalacin se uti-liz por primera vez el sistema FloWatcher a unapresin de 15.000 lpc [103,4 Mpa], de manera que

fue necesario realizar algunas preparaciones pre-vias. Se modific el cabezal del pozo, que ya sehaba encargado, para permitir una salida delcable. Adems, se construy un cobertizo paracolocar los equipos de monitoreo de superficie.

El sistema de monitoreo permanente fueinstalado sin inconvenientes y se realiz unaprueba de pozo de cuatro meses de duracin;perodo durante el cual el petrleo flua por unconducto de 70 km [43,5 millas] de longitud. Elsistema FloWatcher fue seleccionado, en ciertaforma, porque las mediciones de presin re-gistradas en la entrada y en la garganta delVenturi permitan determinar la presin absoluta,los cambios de presin ocurridos a travs delVenturi y la tasa de flujo. A pesar de que hubo

Drenaje del yacimiento

Aplicacin Descripcin

Entrega en la locacin del pozo

Aplicacin Descripcin

Monitoreo de presin Relevamiento de la presin esttica de fondo

Mantenimiento de presin Futuros planes de desarrollo (represurizacin del yacimiento, instalaciones de inyeccin)

Monitoreo en tiempo real de operaciones de fracturacin y estimulacin

Evaluacin de los perfiles de inyeccin y de produccin en todo el pozo

Actualizacin del modelo de balance de materiales

Ingreso de datos para actualizacin continua y perfeccionamiento del modelo de balance de materiales

Interpretacin y anlisis de pruebas de pozo (recuperacin de presin, fluencia, flujo a tasas mltiples e interferencia)

Lmites del yacimiento, requerimientos acerca del espaciamiento de los pozos, comunicacin de presin entre los pozos

Monitoreo de inyeccin de agua y gas Evaluacin del grado de soporte de presin por parte de los pozos inyectoresEvaluacin del comportamiento del programa de inyeccin

Perfeccionamiento y validacin del modelo del yacimiento

Base de datos histrica para ajuste histrico de la presinHerramienta de calibracin para modelo de simulacin

Interpretacin y anlisis de pruebas de pozo (recuperacin de presin, fluencia, flujo a tasas mltiples e interferencia)

Factor de dao, permeabilidad y presin promedio del yacimiento

Ingeniera de produccin Datos de entrada para anlisis NODALIndice de productividad (IP) y variacin a largo plazo de la medicin del IP; generacin de agua, correlacin de la tasa de produccin de arena y de gas en funcin de la presin

Estudio de la presin de fluencia en el fondo del pozo para determinar la tasa mxima de produccinpresin de fluencia ptima por encima del punto de burbujeo para evitar la liberacin de gas

Adicin o corroboracin de otras mediciones de monitoreo del yacimiento

Corroboracin de la informacin provista por las innovaciones tcnicas, tales como los estudios ssmicos 4D, aplicacin de la tcnica de lapsos de tiempo a los registros de pozos

>Aplicaciones tpicas de los datos obtenidos con sensores instalados enforma permanente en el fondo del pozo. Estos datos se pueden utilizar paramejorar tanto el drenaje del yacimiento como la productividad del pozo.

9. Mltoft J: Reliability Engineering Based on FieldInformationthe Way Ahead, Quality and ReliabilityInternational 10, no. 5 (Mayo de 1994): 399-409.Mltoft J: New Methods for the Specification andDetermination of Component Reliability Characteristics,Quality and Reliability International 7, no. 7 (Julio de1991): 99-105.

10. van Gisbergen SJCHM y Vandeweijer AAH: ReliabilityAnalysis of Permanent Downhole Monitoring Systems,artculo de la OTC 10945, presentado en la OffshoreTechnology Conference de 1999, Houston, Texas, EE.UU.,Mayo 3-6, 1999.

11.Este artculo no incluye una discusin completa sobre elprocesamiento y la reduccin de los datos provenientesde los sensores instalados en el fondo del pozo en formapermanente. Un ejemplo de la forma de procesar losdatos, se puede encontrar en: Athichanagorn S, Horne Ry Kikani J: Processing and Interpretation of Long-TermData from Permanent Downhole Pressure Gauges,artculo de la SPE 56419, presentado en la ConferenciaAnual de la SPE, Houston, Texas, EE.UU., Octubre 3-6,1999.

12. Baustad T, Courtin G, Davies T, Kenison R, Turnbull J,Gray B, Jalali Y, Remondet J-C, Hjelmsmark L, Oldfield T,Romano C, Saier R y Rannestad G: Cutting Risk,Boosting Cash Flow and Developing Marginal Fields,Oilfield Review 8, no. 4 (Invierno de 1996): 18-31.

una falla reparable en el sello del Venturi, seobtuvieron mediciones de presin del sensor depresin, que funcion de acuerdo con lo espe-rado a lo largo de toda la prueba. Adems, el di-seo especial del mandril para adaptarlo alsistema result de un bajo costo relativo.

El sistema de monitoreo permanente les per-miti a los ingenieros producir el pozo a la tasamxima de produccin manteniendo la presinpor encima del punto de burbujeo, y al mismotiempo, les permiti adquirir los datos necesariospara formular los planes de desarrollo. Teniendoen cuenta los desafos operacionales que pre-sentaban este pozo y esta rea en particular,sumado a su ubicacin remota y a la importanciade obtener datos tiles, la prueba de pozo dealcance extendido con un sistema de monitoreopermanente instalado en el fondo del pozoresult ser la solucin ptima.

Los sistemas de monitoreo permanente insta-lados en el fondo del pozo se han utilizado en elGolfo de Mxico durante varios aos. ShellOffshore, Inc., ha instalado sensores en formapermanente en cada uno de los 10 pozos queopera en el rea Enchilada de la zona continentaldel Golfo de Mxico (abajo). El rea Enchiladacomprende yacimientos de arenas de capas del-gadas con turbidita, depositadas por encima ypor debajo de la sal. La primera sonda fue insta-lada en septiembre de 1997, y hasta la fechatodos los sensores continan operando sin fallas.

Los sensores de presin de fondo instaladosen forma permanente cumplen dos requerimien-tos importantes para la empresa Shell Offshore:se observan mejoras tanto en las operacionesdiarias como en el manejo del yacimiento a largoplazo. En ambos casos, los especialistas delyacimiento deben tener acceso a los datos depresin en un formato que puedan utilizar enforma eficiente. El sistema instalado porSchlumberger almacena los datos para poderrealizar posteriores anlisis de pruebas de pre-sin transitoria. Shell Offshore recupera losdatos del sistema y utiliza su propio sistema deoperaciones asistidas por computadora (CAO, porsus siglas en Ingls) para manejar a largo plazola gran cantidad de datos.

La unidad de adquisicin de datos CAO deShell captura las mediciones de presin en lasuperficie y en el fondo a intervalos aproximadosde 30 segundos, lo cual permite analizar las ten-dencias y archivar los datos de presin a largoplazo. En el pasado, la mayor parte de las deci-siones relativas a las operaciones diarias se rea-lizaban en base a las mediciones de presin desuperficie o de presin en las tuberas de produc-cin, obtenidas a intervalos prolongados y conequipos operados a cable. Una declinacin en lapresin de superficie puede indicar el ago-tamiento del yacimiento o una obstruccin en elfondo. Esta ambigedad no se puede resolverslo con los datos de superficie. Pero si sedispone de las mediciones de presin de superfi-cie y de fondo, es posible diagnosticar los pro-blemas de produccin de inmediato. Por ejemplo,si las curvas de presin de superficie y de fondose siguen una a la otra con una tendencia decli-nante, es probable que la causa sea el ago-tamiento del yacimiento. Por el contrario, si lapresin de superficie disminuye pero la presinde fondo permanece constante o aumenta, sepodra sospechar que existe un bloqueo en latubera de produccin provocado por la presenciade sal, incrustaciones o parafinas (prximapgina, derecha).13 Por lo tanto, los ingenieros delrea Enchilada utilizan las mediciones de super-ficie y de fondo para diagnosticar los problemasde produccin y optimizar los tratamientos deremediacin.

Las sondas de presin de fondo de instalacinpermanente resultan especialmente importantespara un manejo eficaz del yacimiento en el reaEnchilada y en otras zonas de caractersticassimilares. Los yacimientos de capas delgadas,

como las arenas con turbidita, pueden ser dif-ciles de evaluar utilizando mtodos conven-cionales. Adems, los productores quierendeterminar si se trata de un yacimiento continuo.Durante el desarrollo inicial, se haban perforadopocos pozos de evaluacin y, debido a la ubi-cacin subsalina de diversas zonas potenciales,resultaba difcil definir la geometra y la exten-sin del yacimiento. La adquisicin de datostempranos de presin de cada pozo permitiplanificar el desarrollo con mayor facilidad.Adems, los pozos del rea Enchilada son delargo alcance y en forma de S, por lo cual la per-foracin resulta sumamente costosa y no son defcil acceso por mtodos convencionales. Msan, el riesgo mecnico que implica correr son-das de medicin de presin operadas a cabledentro de estos pozos con altas tasas de produc-cin se considera inaceptable. Por lo tanto, el sis-tema de sensor de instalacin permanentepermite el monitoreo de presin del yacimientoen forma frecuente, sin riesgos mecnicos y conun mnimo de retraso en la produccin. Las medi-ciones frecuentes permiten optimizar las tasasde produccin y dan una idea ms acabada de lasreservas potenciales.

El ejemplo del rea Enchilada confirma quelos datos provenientes de sensores de insta-lacin permanente son valiosos a lo largo de todala vida del pozo. El tiempo de operacin consti-tuye una gran preocupacin para Shell Offshore,ya que se espera que los pozos de Enchilada pro-duzcan por lo menos durante 10 aos. La confia-bilidad y la durabilidad de estos sensores deinstalacin permanente tienen un impactodirecto sobre el valor de los activos. Despus delxito obtenido con la aplicacin de la tecnologa

30 Oilfield Review

Campo Enchilada. El rea Enchilada incluyevarios bloques en la zona marina Garden Banks,en Luisiana, EE.UU. Los bloques tienen 4,8 km delargo [3 millas] y 4,8 km de ancho.

TEXAS

LUISIANA

Garden Banks

Baldpate

BaldpateNorte

Enchilada

0

0 160 km

100 millas

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Primavera de 2000 31

de monitoreo permanente, Shell decidi instalarsensores en dos pozos de la plataforma Ram-Powell, que opera en aguas profundas en la zonamarina del Golfo de Mxico. La segunda de estasinstalaciones, una sonda de cuarzo de instalacinpermanente (PQG) ubicada a una profundidad de7230 m [23.723 pies] es la instalacin ms pro-funda realizada por Schlumberger hasta la fecha.

Existen desarrollos complicados en aguasprofundas, como el campo Baldpate ubicado enel Bloque 260 del rea Garden Banks del Golfo deMxico, que constituyen un verdadero desafopara las compaas operadoras (arriba). El primersensor de fondo en el campo Baldpate fue insta-lado en agosto de 1998. Actualmente, siete delos ocho pozos poseen sensores de fondo y seespera que el campo produzca por un perodo deentre 6 y 10 aos.

El campo Baldpate comprende dos yacimien-tos principales del Plioceno, que se encuentran aprofundidades de 4724 a 5324 m [15.500 a17.500 pies]. Las presiones originales delyacimiento superaban los 13.000 lpc [89,63MPa]. En un sptimo pozo en el rea BaldpateNorte las arenas producen en forma simultnea.Hacia junio de 1999, el campo alcanz su pico deproduccin de 58.000 bppd [9216 m3/d] y 230MMscfg/D [6,5 MMm3/d].

La instalacin de los sensores permanentesen el fondo del pozo resulta sumamente difcil,considerando las profundidades y las presionesde los pozos del campo Baldpate. El xitodepende de un equipo de trabajo muy bien entre-nado y sumamente competente. Por ejemplo, sedebe evitar toda posibilidad de error, como daarel cable o hacer empalmes defectuosos. Unaplanificacin exhaustiva previa al inicio del tra-bajo le permite a todo el equipo anticipar losproblemas y tratar de encontrar soluciones antesde emprender la instalacin. Es conveniente quemuchos operarios del mismo equipo trabajen entodas las instalaciones, ya que la experienciaadquirida en cada pozo se puede aplicar en lostrabajos subsiguientes.

La empresa Amerada Hess Corporation, queopera el campo Baldpate, prefiri instalar sen-sores permanentes de medicin de presin en elfondo del pozo por razones mecnicas y demanejo del yacimiento. En primer lugar, las com-pletaciones con empaque de grava resultan cos-tosas y, en los pozos con tasas elevadas de flujo,las tuberas son proclives al dao si se produceuna cada de presin excesiva, o si la velocidaderosional es demasiado elevada.14 A medida quelas tasas de flujo se incrementaban durante lasetapas iniciales de la produccin, los datos de la

Pres

in

Tiempo

Psuperficie

Pfondo

Psuperficie

Pfondo

Pres

in

Tiempo

Diagnstico de problemas de produccin. Los grficos de presin de fondo, Pfondo, y de presin de superficie, Psuperficie, en funcin deltiempo permiten diagnosticar los problemas de produccin. En la figura superior, ambas presiones estn declinando, pero las curvas sesiguen una a la otra, lo cual sugiere el agotamiento del yacimiento. En el grfico inferior, la presin de superficie se separa ydecae a un ritmo ms rpido que la presin defondo. Se podra concluir que existe unaobstruccin provocada por incrustaciones minerales en la tubera de produccin.

13. Para informacin adicional sobre incrustaciones, vaseCrabtree M, Eslinger D, Fletcher P, Miller M, Johnson A y King G: Fighting ScaleRemoval and Prevention,Oilfield Review 11, no. 3 (Otoo de 1999): 30-45.

14. La velocidad erosional es la velocidad a la cual unchorro de fluido degrada un metal a nivel molecular. Eneste caso, al operador le preocupaba la posibilidad deque los pozos con alta tasa de flujo produjeran arena delyacimiento no consolidado y daaran la tubera de produccin.

15. Pahmiyer RC, Fitzpatrick HJ, Jr. y Dugan J: CompletionEfficiency Measures for High-Permeability,Unconsolidated Sand Environments, presentado en laConferencia Europea de Dao a la Formacin de la SPE en 1999, La Haya, Holanda, Mayo 31-Junio 1, 1999.

>Ubicacin del campo Baldpate. Se encuentra en la zona marina de Luisiana en el Bloque 260 delrea Garden Banks.

TEXAS

LUISIANA

Garden Banks

Baldpate

BaldpateNorte

Enchilada

0

0 160 km

100 millas

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presin permitieron evitar el dao, garantizandoque no se sobrepasaran los lmites predetermi-nados con respecto a la cada de presin y a lavelocidad erosional. Los ingenieros lograron cal-cular la eficiencia mecnica, o factor de daomecnico, de la completacin, midiendo la cadade presin a travs de toda la completacin.15

El acceso a un flujo constante de datos depresin les permite a los ingenieros de yaci-miento ajustar los modelos composicionales parala simulacin dinmica del yacimiento, realizar elajuste de historia de la presin del yacimiento,probar escenarios de recuperacin secundaria ypronosticar la recuperacin final. Los datos depresin tambin se utilizan para los anlisis depruebas de presin transitoria, que se realizancon frecuencia. Estos anlisis proporcionan cl-culos de permeabilidad efectiva, factor de daomecnico, efectos de flujos que no responden ala ley de Darcy, presin promedio del yacimientoy distancia aproximada a distintos lmites delyacimiento.

Tambin se pueden realizar pruebas de inter-ferencia, ya que todos los pozos cuentan consensores de presin de instalacin permanente.Cada pozo responde a los ajustes realizados enlos pozos vecinos en unas pocas horas, y lasrespuestas de presin se pueden utilizar paraevaluar la continuidad del yacimiento. Los datosprovenientes de los sensores de presinconfirmaron el modelo geolgico de una cuencade arena en forma de abanico y lateralmentecontinua.

En el campo Baldpate se instalaron siete sen-sores, seis de los cuales todava funcionan. Elnico que ha fallado, que, en realidad, es el nicocaso de los 43 sensores instalados porSchlumberger en Amrica del Norte, aparente-mente se debi a un problema originado dentrodel mismo sensor, aunque no se conocen losresultados del anlisis posmortem. La instalacinde sensores en todos los pozos hizo que la pr-dida de uno de ellos no significara ms que uninconveniente, en lugar de una gran dificultad.No vala la pena recuperarlo o repararlo, debidoal costo y a los riesgos mecnicos que implicabala extraccin de la tubera de produccin.

Por otra parte, los datos provenientes de los sen-sores instalados en los otros pozos resultan sufi-cientes para el manejo actual del yacimiento.

La empresa Amerada Hess maneja concuidado el gran volumen de datos provenientesde las sondas de presin de fondo de instalacinpermanente. Los datos se almacenan en el discorgido de una computadora personal instalada enla torre de produccin. Desde su oficina, el inge-niero puede controlar la tasa de muestreo y recu-perar esos datos en forma electrnica ytransmitirlos a su propia oficina. Sin embargo,Amerada Hess planea trasladar y almacenar todoel volumen de datos en otro sitio. Los datos sepueden descargar en un paquete de aplicacionesde anlisis de pruebas de presin transitoria paraanalizarlos pocos minutos ms tarde.

Un ejemplo proveniente de Africa muestraotras aplicaciones de los sensores de fondo. Apartir de 1992, Mobil Producing Nigeria Unlimitedha instalado sensores permanentes en el fondodel pozo para medir la presin en 12 de sus cam-pos ubicados en el rea marina de Nigeria: Usari,Oso, Mfem, Ubit, Iyak, Enang, Asasa, Ekpe,Asabo, Unam, Edop y Etim (arriba).16

Mobil ha utilizado las mediciones de presinobtenidas con sensores de fondo en varias for-mas. Las aplicaciones ms sencillas comprendenla determinacin del mecanismo de drenaje delyacimiento, la evaluacin de los esquemas deagotamiento y las discontinuidades del yaci-miento y el planeamiento de programas paramantener la presin. Los sensores de fondo deinstalacin permanente miden la presin defondo en aquellos pozos que presentan alta pre-sin en el cabezal del pozo, lo que impide el usode tcnicas de medicin de presin con sondasoperadas a cable. Mobil puede evitar los costosque implica cerrar pozos con altas tasas de flujosolamente para obtener datos. En los camposque incluyen numerosos pozos, los datos sumi-nistrados por sensores de presin colocados enlugares estratgicos permiten calibrar las medi-ciones de presin adquiridas por mtodos opera-dos a cable con aquellas provenientes de lossensores de instalacin permanente.

En el campo Edop, que incluye alrededor de40 pozos, 7 de ellos cuentan con sensores defondo para medir la presin. Mobil esperabainyectar gas para mantener la presin delyacimiento, por lo cual el plan inicial consista encolocar una sonda de presin de fondo en unpozo en cada uno de los cuatro bloques delcampo Edop y evaluar la conectividad delyacimiento a travs de los bloques. Los resulta-dos obtenidos con los sensores mostraban queno exista comunicacin alguna a travs de losbloques, y que sera necesario utilizar inyectoresseparados para cada bloque. Los sensores tam-bin indicaron que se deberan modificar losesquemas de inyeccin planeados, por lo que seintegraron los datos obtenidos con los sensoresde presin de fondo con los modelos geolgicos3D para modificar y optimizar las ubicaciones delos pozos productores e inyectores.

Los datos de presin suministrados por lossensores de fondo resultaron fundamentales

32 Oilfield Review

16. Ogunlowo RF, Ewherido UJ y Oyewole AA: Use ofDown-hole Permanent Gauges in Reservoir Descriptionand Management of a Gas Injection Project in EdopField, Offshore, Nigeria, preparado para la ConferenciaInternacional Anual N 23, Abuja, Nigeria, Agosto 4-6,1999.

17. Algeroy et al, referencia 1.Huck R: The Future Role of Downhole Process Control,Orador invitado, Offshore Technology Conference,Houston, Texas, EE.UU., Mayo 3, 1999.

18. Christie A, Kishino A, Cromb J, Hensley R, Kent E,McBeath B, Stewart H, Vidal A y Koot L: Solucionessubmarinas, Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de 2000): 219.

Delta de Nigeria

TerminalQua Iboe

Campos petroleros con sondas permanentes

0 15 millas

0 24 km

AFRICA

Asabo

Enang

Edop

Asasa

Etim

UnamUbit

Iyak

Mfem

Oso

Usari

Ekpe

> Zona marina de Nigeria. Desde 1992, Mobil Producing Nigeria Unlimited ha instalado sensores permanentes en los 12 campos marinos que aparecen en color verde con contornos rojos. Alrededor del 95% de los sensores todava se encuentra en funcionamiento.

Primavera de 2000 33

para determinar la eficacia de la comunicacinalrededor de las lminas de lutitas, que no sehaban podido detectar por mtodos ssmicos yde registros de pozos. Adems, los datos conti-nuos de los sensores condujeron a mejores resul-tados de la simulacin del yacimiento que losobtenidos a partir de datos individuales prove-nientes de equipos operados a cable. A medidaque continu el proyecto de inyeccin, lasrespuestas de presin instantnea dentro delflujo continuo de datos permitieron determinarcunto tiempo de inactividad del compresorpoda resistir el proyecto de inyeccin (derecha).

En otros campos operados por Mobil en lazona marina de Nigeria, entre el 20 y el 25% delos pozos cuentan con sensores de presin defondo. Aproximadamente el 95% de los sensoressuministrados por Schlumberger todava seencuentran en funcionamiento. Los pocos casosde fallas se han atribuido a problemas originadosen causas externas (lneas de control, empalmesdefectuosos en los cables, fallas en el conectorhmedo o problemas en el rbol de vlvulas) y noen los sensores propiamente dichos. De todasmaneras, se consideran fallas del sistema y, enrealidad, se espera superar la tasa actual dexito que es del 95%.

Perspectivas en el monitoreo de yacimientosEl monitoreo permanente de los yacimientos esvital para poder realizar completacionesinteligentes, que constituyen un enfoque mo-derno para mejorar la recuperacin de losyacimientos.17 Para poder operar en forma efi-ciente y provechosa las vlvulas de control deflujo en el fondo del pozo, es necesario compren-der la dinmica del yacimiento, por lo cualresulta esencial combinar los datos obtenidos enel fondo del pozo con el uso de las vlvulas decontrol de flujo. Hoy en da, el conocimiento delyacimiento proviene de analizar los datos de pre-sin y de produccin y, en algunos casos, losdatos de los medidores de flujo del fondo. Apartir de las investigaciones actuales y deldesarrollo de los medidores de flujo se esperaalcanzar mediciones precisas de las tasas deflujo como tambin de las propiedades de los flui-dos multifsicos. Asimismo, los investigadoresresponden a los desafos de obtener medicionesexactas de las tasas de flujo en pozos direc-cionales y horizontales.

Al mejorar el vnculo entre los sistemas deadquisicin de datos y los operadores se facilitala transmisin de datos en tiempo real y el des-pliegue de los mismos. El monitoreo permanenteles permite a los ingenieros formarse una ideadel yacimiento, pero para "ver" el yacimiento esnecesario transformar los datos a un formato uti-lizable. Si el acceso a los datos o el desplieguede los mismos resulta demasiado complicado, losdatos obtenidos por los sensores de fondo correnpeligro de ser ignorados.

Los costos y los beneficios econmicos de lossistemas de monitoreo permanente se debenconsiderar en forma conjunta. Los casos exitososprovenientes de todo el mundo, como los que seincluyen en este artculo, deberan servir paraaumentar la confianza en los sensores de insta-lacin permanente de fondo y en otros sistemas,con lo cual el valor de estos datos va a superarlas preocupaciones inmediatas que, en muchoscasos, se refieren a los costos.

Hoy en da, los operadores se aventuran enreas remotas y en zonas de aguas profundasque se acercan a los 3048 m [10.000 pies] y com-pletan pozos submarinos con la expectativa deintervenciones limitadas o nulas.18 Para alcanzar

un nivel de produccin ptima en estas reas,ser necesario el uso de sistemas de monitoreopermanente compatibles con los otros equiposque intervienen en la completacin. Como ocurreen el caso de los sensores de presin de insta-lacin permanente y de las vlvulas de control deflujo, la confiabilidad de los medidores de flujo defondo y otros dispositivos de instalacin perma-nente en los pozos seguir siendo un criterio fun-damental para considerar antes de optar por lainstalacin de estos dispositivos en pozos cos-tosos y de difcil acceso.

La aplicacin exitosa de rigurosos procesosde desarrollo de los productos y de pruebas,junto con la ingeniera de confiabilidad y el con-trol de calidad del servicio en el campo, hanestablecido el estndar de confiabilidad para lossistemas de monitoreo permanente. Esto reflejaun compromiso a largo plazo de la gente y de losrecursos. El empleo de estos procesos de inge-niera mejora los sistemas de monitoreo perma-nente para el futuro. En lo que respecta a losoperadores, estas mejoras se traducen en eldiagnstico prematuro de los problemas, menosintervenciones en los pozos, reduccin de losriesgos y mayor recuperacin de las reservas.

GMG

2150

2100

2050

2000

1950

1900

1850

1800

1750

1700

1650

tmin = 4/00Pmax = 2100 lpca tmax = 7/00

Pres

in,

lpca

12/98 2/99 4/99 6/99 8/99 10/99 12/99 2/00 4/00 6/00 8/00

>Respuesta de la presin en el campo Edop. En el bloque central, la inyeccin de gas aumenta la presin del yacimiento, como se observa en este grfico de presin en funcin del tiempo medida en cuatro pozos diferentes del yacimiento Intra Qua Iboe 3. Las presiones pronosticadas, que se muestran con una lnea de puntos, fueron calculadas sobre la base del emplazamiento del pozo, elradio de drenaje, las tasas de produccin y las tasas de inyeccin de gas esperadas. El parmetrotmin o abril de 2000 representa la primera fecha prevista en que la presin del yacimiento alcanzarla presin objetivo (Pmax), mientras que la variable tmax representa la ltima fecha proyectada paraalcanzar la presin deseada y sta ocurre en julio de 2000.